RU2597418C2 - Annular partition with pressure increase - Google Patents
Annular partition with pressure increase Download PDFInfo
- Publication number
- RU2597418C2 RU2597418C2 RU2014109418/03A RU2014109418A RU2597418C2 RU 2597418 C2 RU2597418 C2 RU 2597418C2 RU 2014109418/03 A RU2014109418/03 A RU 2014109418/03A RU 2014109418 A RU2014109418 A RU 2014109418A RU 2597418 C2 RU2597418 C2 RU 2597418C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- fluid
- annular
- annular partition
- piston
- Prior art date
Links
- 238000005192 partition Methods 0.000 title claims abstract description 130
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 173
- 230000003321 amplification Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 84
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 24
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 7
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 238000001746 injection moulding Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005097 cold rolling Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/04—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
- E21B23/0416—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion characterised by force amplification arrangements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/06—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for setting packers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
- E21B33/1243—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space with inflatable sleeves
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Prostheses (AREA)
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к кольцевой перегородке, размещаемой в стволе скважины для обеспечения изоляции зоны между первой зоной и второй зоной. Кроме того, настоящее изобретение относится к системе с использованием кольцевых перегородок, а также к способу размещения кольцевой перегородки в затрубном пространстве и к способу использования кольцевых перегородок в затрубном пространстве для герметизации секции контроля притока.The present invention relates to an annular partition located in a wellbore to provide isolation of a zone between a first zone and a second zone. In addition, the present invention relates to a system using annular partitions, as well as a method for placing an annular partition in an annulus and a method for using annular partitions in an annulus to seal an inflow control section.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
В стволах скважин кольцевые перегородки используют для различных целей, например для обеспечения изоляционной перегородки. Кольцевая перегородка имеет трубчатую часть, установленную как часть трубчатой скважинной конструкции, например обсадной эксплуатационной колонны, окруженной кольцевой расширяемой манжетой. Расширяемую манжету обычно изготавливают из эластомерного материала, но возможно также ее изготовление из металла. Манжета закреплена на концах на трубчатой части кольцевой перегородки.In boreholes, annular baffles are used for various purposes, for example, to provide an insulating baffle. The annular baffle has a tubular portion mounted as part of a tubular borehole structure, such as a casing string surrounded by an annular expandable sleeve. The expandable cuff is usually made from an elastomeric material, but it is also possible to make it from metal. The cuff is fixed at the ends on the tubular part of the annular partition.
Для герметизации зоны между трубчатой скважинной конструкцией и стволом скважины или внутренней и наружной трубчатой конструкциями используют вторую кольцевую перегородку. Первую кольцевую перегородку расширяют с одной стороны зоны, а вторую кольцевую перегородку - с другой стороны зоны, получая тем самым герметизацию зоны.To seal the zone between the tubular borehole structure and the borehole or the inner and outer tubular structures, a second annular partition is used. The first annular partition is expanded on one side of the zone, and the second annular partition is on the other side of the zone, thereby obtaining a zone seal.
Свод равновесия скважины определяется прочностью на разрыв трубы, оборудования скважины и других подобный компонентов, используемых внутри скважинной конструкции. В некоторых случаях расширяемая манжета кольцевой перегородки может быть расширена за счет увеличения давления внутри скважины, что является наиболее экономичным способом расширения манжеты. Прочностью на разрыв скважины определяется максимальное давление, которое можно приложить к скважине при расширении манжеты, и чтобы свести к минимуму воздействие давления расширения на скважину желательно минимизировать давление расширения, необходимое для расширения манжеты.The balance of well equilibrium is determined by the tensile strength of the pipe, the equipment of the well, and other similar components used inside the well structure. In some cases, the expandable cuff of the annular septum can be expanded by increasing the pressure inside the well, which is the most economical way to expand the cuff. The fracture toughness of the well determines the maximum pressure that can be applied to the well when expanding the cuff, and in order to minimize the effect of the expansion pressure on the well, it is desirable to minimize the expansion pressure necessary to expand the cuff.
При расширении на кольцевые перегородки могут воздействовать постоянное или периодическое внешнее высокое давление либо в виде гидравлического давления внутри скважинной среды, либо в виде давления формации. В некоторых случаях такое давление может вызывать разрушение кольцевой перегородки, приводящее к серьезным последствиям для области, которую надо герметизировать перегородкой, поскольку при разрушении теряется герметизирующая способность.When expanding, annular partitions can be affected by constant or periodic external high pressure either in the form of hydraulic pressure inside the borehole medium or in the form of formation pressure. In some cases, such pressure can cause destruction of the annular partition, leading to serious consequences for the area that needs to be sealed with a partition, since the sealing ability is lost during the destruction.
Современные требования к прочностным характеристикам привели к использованию существенно более высоких давлений расширения. Однако высокие давления расширения влияют не только на величину прочности на разрыв; при высоких давлениях могут потерять эффективность или перестать работать множество различных скважинных инструментов. По этой причине в скважинах иногда ограничивают допустимое давление расширения для защиты инструментов и приборов, находящихся в скважине. Эту проблему можно обойти путем уменьшения толщины или прочности расширяемой манжеты. Однако это уменьшит прочностные характеристики.Modern requirements for strength characteristics have led to the use of significantly higher expansion pressures. However, high expansion pressures affect not only the value of tensile strength; at high pressures, many different downhole tools can lose their effectiveness or stop working. For this reason, the permissible expansion pressure is sometimes limited in the wells to protect tools and instruments located in the well. This problem can be circumvented by reducing the thickness or strength of the expandable cuff. However, this will reduce the strength characteristics.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Настоящее изобретение направлено на полное или частичное преодоление описанных выше недостатков и дефектов известного уровня техники. В частности, поставлена задача создания кольцевой перегородки, расширяемой без повреждения других компонентов в оборудованной скважине, причем без снижения прочностных характеристик кольцевой перегородки.The present invention is directed to the full or partial overcoming of the above disadvantages and defects of the prior art. In particular, the task was to create an annular partition, expandable without damaging other components in the equipped well, and without reducing the strength characteristics of the annular partition.
На достижение указанной выше и различных других задач и преимуществ направлено изобретение, признаки которого раскрыты в приведенном ниже описании и которое представляет собой кольцевую перегородку, развертываемую в затрубном пространстве между трубчатой скважинной конструкцией и внутренней стенкой ствола скважины для обеспечения изоляции зоны между первой и второй зонами ствола скважины и содержащую:To achieve the above and various other objectives and advantages, the invention is directed, the features of which are disclosed in the description below and which is an annular partition deployed in the annulus between the tubular borehole structure and the inner wall of the borehole to provide isolation of the zone between the first and second zones of the bore wells and containing:
- трубчатую часть для установки в качестве части трубчатой конструкции скважинной конструкции, имеющую отверстие расширения,- a tubular part for installation as part of the tubular structure of the borehole structure having an expansion hole,
- расширяемую манжету, окружающую указанную трубчатую часть, причем каждый конец расширяемой манжеты соединен с трубчатой частью, иan expandable cuff surrounding said tubular part, wherein each end of the expandable cuff is connected to the tubular part, and
- пространство кольцевой перегородки между трубчатой частью и расширяемой манжетой,- the space of the annular partition between the tubular part and the expandable cuff,
причем кольцевая перегородка дополнительно содержит средство усиления давления, снабженное входом на первом конце, имеющим жидкостное соединение с отверстием расширения, и выходом на втором конце, имеющим жидкостное соединение с пространством кольцевой перегородки, причем средство усиления давления содержит поршень, имеющий первый конец и второй конец и установленный с возможностью скольжения в корпусе, причем корпус поршня содержит первый цилиндр, имеющий первый внутренний диаметр, который соответствует наружному диаметру первого конца поршня и имеет площадь поверхности первого конца, и второй цилиндр, имеющий второй диаметр, который соответствует наружному диаметру второго конца поршня и имеет площадь поверхности второго конца, причем площадь поверхности первого конца больше площади поверхности второго конца, при этом средство усиления давления дополнительно содержит канал подачи текучей среды для пропускания текучей среды во второй цилиндр, при этом средство усиления давления дополнительно содержит первый односторонний обратный клапан, размещенный в канале подачи текучей среды для предотвращения выхода текучей среды из второго цилиндра при сжатии текучей среды поршнем и для пропускания текучей среды во второй цилиндр при уменьшении сжатия текучей среды посредством поршня.moreover, the annular baffle further comprises a pressure enhancing means provided with an input at the first end having a fluid connection to the expansion hole and an output at the second end having a fluid connection with the space of the annular partition, the pressure enhancing means comprising a piston having a first end and a second end and mounted slidably in the housing, the piston housing comprising a first cylinder having a first inner diameter that corresponds to the outer diameter of the first the end of the piston and has a surface area of the first end, and a second cylinder having a second diameter that corresponds to the outer diameter of the second end of the piston and has a surface area of the second end, the surface area of the first end being larger than the surface area of the second end, the pressure enhancing means further comprising a channel a fluid supply for passing fluid into the second cylinder, wherein the pressure enhancing means further comprises a first one-way check valve located in the channel fluid supply to prevent the escape of fluid from the second cylinder during compression of the fluid and the piston for fluid flow into the second cylinder with decreasing compression of the fluid through the piston.
Средство усиления давления может дополнительно содержать второй односторонний обратный клапан, размещенный между каналом подачи текучей среды и выходом средства усиления давления для предотвращения попадания текучей среды повышенного давления во второй цилиндр при уменьшении сжатия текучей среды посредством поршня и для выпускания текучей среды повышенного давления из средства усиления давления через выход при сжатии текучей среды поршнем.The pressure enhancing means may further comprise a second one-way check valve located between the fluid supply channel and the outlet of the pressure enhancing means to prevent the increased pressure fluid from entering the second cylinder while reducing the compression of the fluid through the piston and to release the increased pressure fluid from the pressure enhancing means through the outlet when the fluid is compressed by the piston.
В одном варианте осуществления изобретения средство усиления давления может содержать поршень, имеющий первый конец и второй конец и установленный с возможностью скольжения в корпусе поршня, причем первый конец поршня может иметь площадь поверхности, которая больше площади, которую имеет второй конец поршня.In one embodiment of the invention, the pressure enhancing means may comprise a piston having a first end and a second end and slidably mounted in the piston body, wherein the first end of the piston may have a surface area that is larger than the area that the second end of the piston has.
В другом варианте осуществления изобретения средство усиления давления может содержать поршень, имеющий первый конец и второй конец, установленный с возможностью скольжения в корпусе поршня, причем первый конец поршня может иметь площадь поверхности, которая больше площади поверхности второго конца поршня, а корпус поршня может содержать два цилиндра, из которых первый цилиндр имеет первый диаметр, соответствующий первому концу поршня, а второй цилиндр имеет второй диаметр, который меньше первого диаметра и соответствует второму концу поршня.In another embodiment, the pressure enhancing means may comprise a piston having a first end and a second end slidably mounted in the piston body, wherein the first end of the piston may have a surface area that is larger than the surface area of the second end of the piston and the piston body may comprise two cylinder, of which the first cylinder has a first diameter corresponding to the first end of the piston, and the second cylinder has a second diameter that is smaller than the first diameter and corresponds to the second end piston.
Кроме того, средство усиления давления может содержать множество средств усиления давления.In addition, the pressure enhancing means may comprise a plurality of pressure enhancing means.
Средство усиления давления может содержать множество поршней.The pressure enhancer may comprise a plurality of pistons.
Дополнительно выход средства усиления давления может содержать камеру накопления давления, имеющую жидкостное соединение с множеством вторых концов множества поршней и жидкостное соединение с пространством кольцевой перегородки.Additionally, the output of the pressure enhancing means may comprise a pressure storage chamber having a fluid connection to the plurality of second ends of the plurality of pistons and a fluid connection to the space of the annular partition.
Кроме того, можно предусмотреть канал избытка текучей среды между средством усиления давления и стволом скважины, позволяющий текучей среде протекать из средства усиления давления в ствол скважины.In addition, it is possible to provide a channel for excess fluid between the pressure enhancing means and the wellbore, allowing the fluid to flow from the pressure enhancing means to the wellbore.
В одном варианте осуществления изобретения средств усиления давления может содержать полость внутри корпуса поршня между первым и вторым концами поршня.In one embodiment, the pressure enhancing means may comprise a cavity within the piston body between the first and second ends of the piston.
Перед использованием атмосферного давления можно поднять давление в указанной полости.Before using atmospheric pressure, you can increase the pressure in the specified cavity.
Описанная выше кольцевая перегородка может также содержать клапан одностороннего действия, который имеет жидкостное соединение с выходом средства усиления давления и с пространством кольцевой перегородки и не дает текучей среде протекать из пространства кольцевой перегородки к средству усиления давления.The annular partition described above may also include a one-way valve that is fluidly connected to the outlet of the pressure enhancing means and to the space of the annular partition and prevents fluid from flowing from the space of the annular partition to the pressure enhancing means.
Описанная выше кольцевая перегородка может также содержать клапан одностороннего действия, который имеет жидкостное соединение со стволом скважины и пространством кольцевой перегородки и пропускает текучую среду из ствола скважины в пространство кольцевой перегородки.The annular baffle described above may also include a one-way valve that is fluidly connected to the borehole and the annulus space and allows fluid to flow from the borehole to the annulus space.
Кроме того, предлагаемая кольцевая перегородка может содержать первое и второе средства усиления давления, установленные последовательно, причем первое средство усиления давления содержит первый вход и первый выход, из которых первый вход имеет жидкостное соединение с отверстием расширения, и второе средство усиления давления содержит второй вход и второй выход, из которых второй выход имеет жидкостное соединение с пространством кольцевой перегородки.In addition, the proposed annular partition may contain first and second pressure enhancing means arranged in series, the first pressure enhancing means comprising a first inlet and a first outlet, from which the first inlet is fluidly connected to the expansion hole, and the second pressure enhancing means comprises a second inlet and the second outlet, from which the second outlet is fluidly connected to the space of the annular partition.
Кроме того, кольцевая перегородка может содержать первое и второе средства усиления давления, а также по меньшей мере одно промежуточное средство усиления давления, установленное последовательно, причем первое средство усиления давления содержит первый вход и первый выход, при этом первый вход имеет жидкостное соединение с отверстием расширения, и второе средство усиления давления содержит второй вход и второй выход, при этом второй выход имеет жидкостное соединение с пространством кольцевой перегородки; указанное по меньшей мере одно промежуточное средство усиления давления может содержать промежуточный вход, имеющий жидкостное соединение с первым выходом, и промежуточный выход, имеющий жидкостное соединение со вторым входом.In addition, the annular partition may comprise first and second pressure enhancing means as well as at least one intermediate pressure enhancing means arranged in series, the first pressure enhancing means comprising a first inlet and a first outlet, wherein the first inlet is fluidly connected to the expansion hole and the second pressure enhancing means comprises a second inlet and a second outlet, wherein the second outlet is fluidly connected to the space of the annular partition; said at least one intermediate pressure enhancing means may comprise an intermediate inlet having a fluid connection to the first outlet, and an intermediate outlet having a fluid connection to the second inlet.
Предусмотрено наличие группы промежуточных средств усиления давления, которые могут быть установлены последовательно, причем соседние промежуточные средства усиления давления могут содержать промежуточные выходы, имеющие жидкостное соединение с промежуточными входами.A group of intermediate pressure amplification means is provided that can be installed in series, and adjacent intermediate pressure amplification means may comprise intermediate outputs having a fluid connection to the intermediate inputs.
В одном варианте осуществления изобретения средство усиления давления может содержать гидравлический усилитель давления.In one embodiment, the pressure enhancing means may comprise a hydraulic pressure booster.
При этом гидравлический усилитель давления может содержать первый цилиндр, имеющий первую площадь внутреннего поперечного сечения на первом конце средства усиления давления, и второй цилиндр, имеющий вторую площадь внутреннего поперечного сечения на втором конце средства усиления давления.The hydraulic pressure booster may comprise a first cylinder having a first internal cross-sectional area at the first end of the pressure enhancing means, and a second cylinder having a second internal cross-sectional area at the second end of the pressure enhancing means.
Гидравлический усилитель давления может содержать управляющий распределитель для управления жидкостным соединением между первым цилиндром, входом средства усиления давления и каналом избытка текучей среды, обеспечивающим жидкостное соединение от средства усиления давления к стволу скважины; управляющий распределитель имеет два положения: в первом положении обеспечивается жидкостное соединение между первым цилиндром и входом средства усиления давления для подачи расширяющей текучей среды в первый цилиндр при повышении давления, тогда как во втором положении обеспечивается жидкостное соединение между первым цилиндром и каналом избытка текучей среды при отводе поршня, что позволяет расширяющей текучей среде выйти из первого цилиндра; причем управляющий распределитель выполнен с возможностью переключения между упомянутыми первым и вторым положениями посредством управляющего устройства.The hydraulic pressure amplifier may include a control valve for controlling the fluid connection between the first cylinder, the inlet of the pressure enhancing means and the excess fluid channel providing fluid connection from the pressure enhancing means to the wellbore; the control valve has two positions: in the first position, a fluid connection is provided between the first cylinder and the inlet of the pressure enhancing means for supplying the expanding fluid to the first cylinder when the pressure rises, while in the second position, a fluid connection is provided between the first cylinder and the excess fluid channel during outlet a piston, which allows the expanding fluid to exit the first cylinder; moreover, the control valve is configured to switch between the aforementioned first and second positions by means of a control device.
Гидравлический усилитель давления, кроме того, может содержать первый и второй односторонние обратные клапаны, при этом первый односторонний обратный клапан пропускает расширяющую текучую среду с входа средства усиления давления во второй цилиндр и не дает текучей среде повышенного давления течь обратно со второго цилиндра к входу средства усиления давления, при этом второй односторонний обратный клапан пропускает расширяющую текучую среду повышенного давления из второго цилиндра к выходу средства усиления давления и в пространство кольцевой перегородки, не давая текучей среде повышенного давления течь обратно из пространства кольцевой перегородки ко второму цилиндру.The hydraulic pressure booster may further comprise first and second one-way check valves, wherein the first one-way check valve passes the expanding fluid from the inlet of the pressure enhancing means to the second cylinder and does not allow the pressurized fluid to flow back from the second cylinder to the inlet of the amplifying means pressure, while the second one-way check valve passes the expanding fluid of the increased pressure from the second cylinder to the outlet of the pressure amplification means and into the space annular septum, preventing the fluid from increased pressure to flow back from the space of the annular septum to the second cylinder.
В одном из вариантов осуществления изобретения канал избытка текучей среды может содержать фильтр.In one embodiment, the excess fluid channel may comprise a filter.
Кроме того, средство усиления давления может содержать поршень двустороннего действия.In addition, the pressure enhancing means may comprise a double acting piston.
Средство усиления давления может содержать поршень двустороннего действия, дополнительно содержащий первый и второй управляющие распределители для управления жидкостным соединением между первым и вторым концом первого цилиндра, клапан управления направлением текучей среды, а также первый и второй канал избытка текучей среды, обеспечивающие жидкостное соединение от средства усиления давления в ствол скважины, причем первый управляющий распределитель имеет два положения: в первом положении обеспечивается жидкостное соединение между первым концом первого цилиндра и клапаном управления направлением текучей среды для подачи расширяющей текучей среды в первый конец цилиндра при повышении давления на втором конце второго цилиндра, тогда как во втором положении обеспечивается жидкостное соединение между первым цилиндром и первым каналом избытка текучей среды; и второй управляющий распределитель имеет два положения: в первом положении обеспечивается жидкостное соединение между вторым концом первого цилиндра и клапаном управления направлением текучей среды для подачи расширяющей текучей среды во второй конец первого цилиндра при повышении давления на первом конце второго цилиндра, при этом во втором положении обеспечивается жидкостное соединение между вторым концом первого цилиндра и вторым каналом избытка текучей среды.The pressure enhancing means may include a double-acting piston, further comprising a first and second control valves for controlling the fluid connection between the first and second ends of the first cylinder, a fluid direction control valve, and a first and second excess fluid channel providing fluid connection from the amplification means pressure into the wellbore, the first control valve having two positions: in the first position, a fluid connection between a first end of the first cylinder and a valve controlling fluid direction for feeding the expanding fluid into the first end of the cylinder when the pressure at the second end of the second cylinder, whereas in the second position a fluid connection is provided between the first cylinder and the first channel of excess fluid; and the second control valve has two positions: in the first position, a fluid connection is provided between the second end of the first cylinder and the fluid direction control valve for supplying the expanding fluid to the second end of the first cylinder with increasing pressure at the first end of the second cylinder, while in the second position fluid connection between the second end of the first cylinder and the second channel of the excess fluid.
Упомянутый клапан управления направлением текучей среды можно регулировать с помощью первого и второго управляющих устройств, из которых первое управляющее устройство определяет, когда поршень достигает положения упора на первом конце первого цилиндра, а второе управляющее устройство определяет, когда поршень достигает положения упора на втором конце первого цилиндра.Said fluid direction control valve can be controlled by the first and second control devices, of which the first control device determines when the piston reaches the stop position at the first end of the first cylinder, and the second control device determines when the piston reaches the stop position at the second end of the first cylinder .
Кроме того, средство усиления давления может содержать гидравлический усилитель давления с поршнем двустороннего действия.In addition, the pressure enhancing means may comprise a hydraulic pressure booster with a double-acting piston.
В одном из вариантов осуществления изобретения средство усиления давления может содержать сжатый газ, причем сжатый газ может выпускаться в кольцевую перегородку путем разблокировки расширяющей текучей средой клапана управления газом.In one embodiment, the pressure enhancing means may comprise compressed gas, wherein the compressed gas may be discharged into the annular partition by releasing the gas control valve by the expanding fluid.
На конце кольцевой перегородки, с противоположной стороны от средства усиления давления, можно установить второе средство усиления давления.At the end of the annular partition, on the opposite side of the pressure enhancing means, second pressure enhancing means can be installed.
Настоящее изобретение, кроме того, относится к системе с использованием кольцевых перегородок, которая содержит:The present invention also relates to a system using annular partitions, which contains:
- трубчатую скважинную конструкцию; и- tubular borehole structure; and
- по меньшей мере одну кольцевую перегородку по любому из предыдущих пунктов, установленную как часть трубчатой скважинной конструкции.- at least one annular partition according to any one of the preceding paragraphs, installed as part of a tubular borehole structure.
Настоящее изобретение относится также к способу установки описанной выше кольцевой перегородки в затрубном пространстве, который содержит следующие этапы:The present invention also relates to a method for installing the annular partition described above in the annulus, which comprises the following steps:
- соединяют кольцевую перегородку с трубчатой скважинной конструкцией;- connect the annular partition with a tubular borehole structure;
- размещают нерасширенную кольцевую перегородку в заданном местоположении скважины;- place the unexpanded annular partition at a predetermined location of the well;
- повышают давление текучей среды внутри трубчатой части;- increase the pressure of the fluid inside the tubular part;
- усиливают давление в пространстве кольцевой перегородки с помощью средства усиления давления; и- increase the pressure in the space of the annular partition by means of pressure amplification; and
- расширяют расширяемую манжету.- expand the expandable cuff.
Наконец, настоящее изобретение относится к способу использования описанной выше кольцевой перегородки в затрубном пространстве для герметизации секции контроля притока, который содержит следующие этапы:Finally, the present invention relates to a method for using the annular partition described above in the annulus to seal the inflow control section, which comprises the following steps:
- соединяют две кольцевые перегородки с трубчатой скважинной конструкцией и между ними с секцией контроля притока;- connect two annular partitions with a tubular borehole structure and between them with the inflow control section;
- размещают две кольцевые перегородки и секцию контроля притока в заданном местоположении скважины;- place two annular partitions and an inflow control section at a predetermined location of the well;
- повышают давление в трубчатой части и расширяют кольцевые перегородки посредством текучей среды повышенного давления изнутри трубчатой части для обеспечения изоляции зоны между первой и второй зонами ствола скважины, причем первая зона имеет первое давление текучей среды, причем вторая зона имеет второе давление текучей среды;- increase the pressure in the tubular part and expand the annular partitions by means of high pressure fluid from the inside of the tubular part to provide isolation of the zone between the first and second zones of the wellbore, the first zone having a first fluid pressure, the second zone having a second fluid pressure;
- прекращают повышать давление в трубчатой части; и- stop increasing the pressure in the tubular part; and
- активируют секцию контроля притока, чтобы начать выпуск текучей среды в трубчатую скважинную конструкцию.- activate the inflow control section to start the release of fluid into the tubular borehole structure.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Изобретение и многие его преимущества более подробно описаны ниже со ссылками на прилагаемые упрощенные чертежи, на которых с целью иллюстрации показаны лишь некоторые варианты осуществления, которые не ограничивают патентных притязаний изобретения.The invention and many of its advantages are described in more detail below with reference to the accompanying simplified drawings, in which, for purposes of illustration, only some embodiments are shown that do not limit the patent claims of the invention.
На фиг. 1 показана крупным планом кольцевая перегородка в нерасширеном состоянии.In FIG. 1 shows a close-up of the annular septum in an unexpanded state.
На фиг. 2 показано поперечное сечение вдоль продольной оси кольцевой перегородки в нерасширенном состоянии.In FIG. 2 shows a cross section along the longitudinal axis of the annular septum in an unexpanded state.
На фиг. 3 показана схема гидравлического усилителя давления.In FIG. 3 shows a diagram of a hydraulic pressure booster.
На фиг. 4 показана кольцевая перегородка с фиг. 1 в расширенном состоянии.In FIG. 4 shows the annular partition of FIG. 1 in expanded state.
На фиг. 5 показана схема гидравлического усилителя давления с поршнем одностороннего действия.In FIG. 5 shows a diagram of a hydraulic pressure amplifier with a single-acting piston.
На фиг. 6 показана схема гидравлического средства усиления давления с поршнем двустороннего действия.In FIG. 6 shows a diagram of a hydraulic means of pressure amplification with a double-acting piston.
На фиг. 7 показано множество установленных последовательно средств усиления давления.In FIG. 7 shows a plurality of sequentially installed pressure enhancing means.
На фиг. 8 показана система с использованием кольцевых перегородок.In FIG. 8 shows a system using annular partitions.
Все фигуры выполнены весьма схематично и не обязательно с соблюдением масштаба, при этом показаны лишь те детали, которые необходимы для пояснения изобретения, другие же детали опущены или только предполагаются.All figures are made very schematically and not necessarily on a scale, while only those details are shown that are necessary to explain the invention, while other details are omitted or are only intended.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
На фиг. 2 показана кольцевая перегородка 1, размещенная в стволе шахты 100 и содержащая трубчатую часть 2 для установки в качестве части трубчатой конструкции 300. Трубчатая часть окружена расширяемой манжетой 3, соединенной с трубчатой частью на обоих концах 31, 32 с помощью средств 50 соединения, с образованием тем самым пространства 30 кольцевой перегородки между трубчатой частью 2 и расширяемой манжетой 3. Трубчатая часть имеет отверстие 13 расширения, позволяющее текучей среде F1 расширения попадать в кольцевую перегородку для расширения расширяемой манжеты 3. Кроме того, кольцевая перегородка содержит средство 10 усиления давления, которое на первом своем конце 10а имеет вход 11, имеющий жидкостное соединение с отверстием расширения, и которое на втором своем конце 10b имеет выход 12, имеющий жидкостное соединение с пространством 30 кольцевой перегородки. Линия 22 на фиг. 1 является средней линией кольцевой перегородки 1.In FIG. 2 shows an
За счет того, что средство усиления давления размещено между отверстием расширения и пространством кольцевой перегородки, давление внутри скважины можно поддерживать на определенном уровне, который могут выдерживать другие компоненты или устройства оборудованной скважины, в то же время значительно увеличивая давление расширения внутри пространства кольцевой перегородки. За счет того, что давление расширения увеличивается только в кольцевой перегородке, при установке предлагаемой кольцевой перегородки давление в остальной части скважины можно повышать до значения много меньшего, чем давление расширения в пространстве кольцевой перегородки, необходимое для расширения расширяемой манжеты. Низкое давление в скважине предпочтительно по соображениям безопасности, поскольку некоторые устройства или компоненты скважины будут повреждены при превышении определенного давления, а в некоторых типах скважин высокое давление вообще недопустимо. Таким образом, возможность расширения кольцевой перегородки при низком давлении позволяет создать более универсальную кольцевую перегородку, подходящую для большего числа различных типов скважин, и кольцевые перегородки могут использоваться с большим числом различных типов скважин. При этом кольцевая перегородка может использоваться и в скважинах, способных выдерживать высокое давление, поскольку кольцевую перегородку можно существенно усилить без необходимости увеличения прочности на разрыв скважины, поскольку расширяющая текучая среда F2 с повышенным давлением может расширять и значительно более прочную кольцевую перегородку. Более прочная кольцевая перегородка будет, соответственно, более стойкой к разрушению, потере герметичности и коррозии.Due to the fact that the pressure enhancing means is located between the expansion hole and the annular partition space, the pressure inside the well can be maintained at a certain level that other components or devices of the equipped well can withstand, while significantly increasing the expansion pressure inside the annular partition space. Due to the fact that the expansion pressure increases only in the annular partition, when installing the proposed annular partition, the pressure in the rest of the well can be increased to a value much lower than the expansion pressure in the space of the annular partition necessary to expand the expandable cuff. Low well pressure is preferable for safety reasons, since some devices or components of the well will be damaged if a certain pressure is exceeded, and in some types of wells high pressure is generally unacceptable. Thus, the possibility of expanding the annular partition at low pressure allows you to create a more versatile annular partition suitable for more different types of wells, and annular partitions can be used with a large number of different types of wells. At the same time, the annular septum can be used in wells that can withstand high pressure, since the annular septum can be significantly strengthened without the need for increasing the tensile strength of the well, since the expanding fluid F2 with increased pressure can expand the much stronger annular septum. A stronger annular partition will be, accordingly, more resistant to destruction, loss of tightness and corrosion.
На фиг. 1 представлен односторонний клапан 64, который имеет жидкостную связь со стволом скважины и пространством кольцевой перегородки 30, что позволяет текучей среде течь из ствола скважины в пространство 30 кольцевой перегородки. Для безопасности при резком повышении давления в стволе скважины, например, при взрыве газа, текучей среде из ствола скважины можно позволить поступать в пространство 30 кольцевой перегородки через клапан 64 одностороннего действия, что предотвращает разрушение перегородки из-за внешнего давления. Кроме того, на другом конце кольцевой перегородки (не показан) можно установить дополнительный клапан одностороннего действия, что позволит текучей среде поступать в перегородку как из первой зоны 102, так и из второй зоны 103 ствола скважины.In FIG. 1, a one-
В различных вариантах осуществления изобретения могут использоваться как поршни, так и плунжеры. Однако в дальнейшем для описания подвижного элемента, установленного в цилиндре для смещения текучей среды будет использоваться лишь термин «поршень». Преимущества и недостатки применения поршней и плунжеров известны специалистам в данной области техники.In various embodiments of the invention, both pistons and plungers can be used. However, hereinafter, only the term “piston” will be used to describe the movable element installed in the cylinder to displace the fluid. The advantages and disadvantages of using pistons and plungers are known to those skilled in the art.
Кольцевые перегородки 1 в соответствии с настоящим изобретением устанавливают в общем случае в качестве части трубчатой скважинной конструкции, например эксплуатационной обсадной колонны, перед опусканием трубчатой конструкции 300 в буровую скважину. Трубчатая скважинная конструкция 300 образована частями трубчатой скважинной конструкции, собранными в виде длинной трубчатой скважинной колонны. При установке трубчатой скважинной колонны кольцевые перегородки 1 устанавливают между другими частями трубчатой скважинной конструкции, такими как секции контроля притока, секция отверстия гидроразрыва и т.д. Трубчатая часть 2 может соединяться с частями трубчатой скважинной конструкции, например, с помощью резьбового соединения (не показано).The
Кольцевая перегородка 1 имеет ряд различных назначений, каждое из которых требует расширения расширяемой манжеты 3 кольцевой перегородки 1 так, чтобы манжета упиралась во внутреннюю стенку 200 ствола скважины. Нерасширенная манжета имеет цилиндрическую форму, и ее концы соединены с трубчатой частью с помощью средств 50 соединения. Расширяемую манжету 3 расширяют путем подачи текучей среды с повышенным давлением через отверстие 9 расширения трубчатой части, через средство усиления давления и в пространство 30 кольцевой перегородки между расширяемой манжетой 3 и трубчатой частью 2.The
На фиг. 2 показано поперечное сечение по продольному направлению кольцевой перегородки в нерасширенном состоянии. Как показывает разрез в середине кольцевой перегородки, длина кольцевых перегородок в продольном направлении значительно больше диаметра перегородки. Длина перегородки может доходить до нескольких метров, например, по меньшей менее 5 или 10 м, в то время как диаметр перегородки ограничен весьма небольшим свободным пространством в стволе скважины.In FIG. 2 shows a cross section along the longitudinal direction of the annular septum in an unexpanded state. As the section shows in the middle of the annular partition, the length of the annular partitions in the longitudinal direction is much larger than the diameter of the partition. The length of the septum can reach several meters, for example, at least 5 or 10 m, while the diameter of the septum is limited by a very small free space in the wellbore.
На фиг. 3 показано сечение части средства 10 усиления давления, причем средство 10 усиления давления содержит накопительную камеру 72, установленную как часть выхода 12, имеющего жидкостное соединение с множеством вторых концов множества поршней и жидкостное соединение с пространством 30 кольцевой перегородки. Использование ряда поршней, каждый из которых позволяет текучей среде поступать в накопительную камеру, предотвращает закупоривание, поскольку вероятность механического повреждения в средстве усиления давления распределяется по множеству поршней. Если происходит закупоривание одного или более поршней крупными частицами в текучей среде, оставшиеся поршни также могут обеспечивать требуемое давление.In FIG. 3 shows a section through a portion of a
На фиг. 4 показано поперечное сечение по продольному направлению кольцевой перегородки в расширенном состоянии. Кольцевая перегородка 1 дополнительно содержит второе средство 10е усиления давления. По конструктивным соображениям второе средство 10е усиления давления можно разместить на конце кольцевой перегородки 1, с противоположной стороны от средства 10 усиления давления. Наличие средств 10, 10е усиления давления на обоих концах кольцевой перегородки не приводит к увеличению давления, которое может достигаться внутри пространства 30 кольцевой перегородки. Однако это позволяет увеличить скорость расширения кольцевой перегородки.In FIG. 4 shows a cross section along the longitudinal direction of the annular partition in an expanded state. The
Как уже отмечено, это пространство сильно ограничено при работе в скважине. Однако скорость также является важным фактором, который позволяет снизить продолжительность работ в скважине и тем самым уменьшить расходы на проведение скважинных работ.As already noted, this space is very limited when working in the well. However, speed is also an important factor that allows you to reduce the duration of work in the well and thereby reduce the cost of conducting well operations.
На фиг. 5 показано сечение варианта осуществления гидравлического усилителя давления. Гидравлический усилитель 10 давления содержит поршень 60, имеющий первый конец 601 и второй конец 602, при этом поршень установлен с возможностью скольжения внутри корпуса 61 поршня. Первый конец 601 поршня имеет площадь поверхности А1, которая больше площади поверхности А2 второго конца 602, что обеспечивает повышение давления на площадь поверхности А1 первого конца до более высокого давления, прикладываемого площадью поверхности А2 второго конца к текучей среде внутри пространства 30 кольцевой перегородки.In FIG. 5 is a sectional view of an embodiment of a hydraulic pressure booster. The
Корпус поршня может содержать два цилиндра: первый цилиндр 65 с первым диаметром, соответствующим первому концу поршня, и второй цилиндр 66 со вторым диаметром, который меньше первого диаметра, соответствующий второму концу поршня.The piston body may comprise two cylinders: a
Средство усиления давления с фиг. 5 содержит управляющий распределитель 67 для управления жидкостным соединением между первым цилиндром 65, входом средства 10 усиления давления и каналом 13 избытка текучей среды, который обеспечивает жидкостное соединение средства усиления давления со стволом скважины 100, когда поршень втянут для впуска нового количества текучей среды во второй цилиндр 66 меньшего диаметра. Управляющий распределитель имеет два положения. Первое положение обеспечивает возможность жидкостного соединения между первым цилиндром и входом средства усиления давления для подачи расширяющей текучей среды F1 в первый цилиндр в процессе повышения давления, а второе положение обеспечивает возможность жидкостного соединения между первым цилиндром и каналом избытка текучей среды при втягивании поршня, позволяя расширяющей текучей среде F1 выходить из первого цилиндра. Управляющий распределитель выполнен с возможностью автоматического переключения между упомянутыми первым и вторым положениями с помощью управляющего устройства 68, когда поршень достигает своих крайних положений на одном или другом конце корпуса поршня. Кроме того, средство усиления давления может содержать первый односторонний обратный клапан 69 и второй односторонний обратный клапан 63. Первый односторонний обратный клапан 69 позволяет расширяющей текучей среде F1 поступать с входа средства 10 усиления давления во второй цилиндр 66 и предотвращает обратное протекание текучей среды F2 повышенного давления из второго цилиндра 66 к входу 11 средства усиления давления. Таким образом, в процессе отвода поршня на сторону высокого давления может поступать расширяющая текучая среда со входа. Второй односторонний обратный клапан 63 позволяет расширяющей текучей среде F2 с повышенным давлением протекать из второго цилиндра к выходу 12 средства усиления давления и в пространство 30 кольцевой перегородки, но предотвращает обратное протекание текучей среды F2 из пространства кольцевой перегородки во второй цилиндр. Таким образом, расширяющая текучая среда F2 может всегда поступать в пространство 30 кольцевой перегородки, однако при отводе поршня, когда второй цилиндр заполнен расширяющим текучим средством низкого давления, расширяющая текучая среда высокого давления не потечет обратно из пространства 30 кольцевой перегородки.The pressure enhancing means of FIG. 5 comprises a
Для предотвращения попадания текучей среды, содержащего частицы грязи в средство усиления давления через канал 13 избытка текучей среды, в указанном канале избытка текучей среды во время нормальной работы средства усиления давления в общем случае устанавливается фильтр 70. При этом в ствол скважины из канала избытка текучей среды будет выходить только избыточная текучая среда. В особых же условиях, например при значительных флуктуациях давления в стволе скважины, фильтр может приобрести важное значение для среды внутри средства усиления давления.To prevent the entry of a fluid containing dirt particles into the pressure enhancing means through the
Как показано на фиг. 5, в корпусе поршня предусмотрена полость 62 между первым и вторым концами поршня, причем полость 62 может соединяться с наружной стороной средства 10 усиления давления посредством второго канала 13с избытка текучей среды, при этом в общем случае во второе соединение 13с также помещается второй фильтр 70b, чтобы исключить попадание грязи вблизи движущегося поршня 60.As shown in FIG. 5, a
Средство 10 усиления давления с фиг. 6 содержит поршень двустороннего действия. Для увеличения скорости/объемного расхода средства усиления давления по сравнению со средством усиления давления с фиг. 5 в усилителе можно использовать принцип поршня двустороннего действия. При отводе поршня с фиг. 5 средство усиления давления переходит в неактивное состояние с точки зрения повышения давления. При использовании поршня двустороннего действия для повышения давления можно использовать как прямое, так и обратное перемещение возвратно-поступательного движения поршня, полностью исключая тем самым неактивные периоды и снова увеличивая скорость/объемный расход средства усиления давления, что позволяет сократить время для расширения кольцевой перегородки. Поскольку, как было указано выше, системы с поршнем двустороннего действия требуют использования дополнительных технических средств, эти системы обычно менее надежны, поэтому выбор между поршнем двустороннего или одностороннего действия является компромиссом между скоростью и надежностью.The pressure enhancing means 10 of FIG. 6 contains a double-acting piston. To increase the velocity / volumetric flow rate of the pressure enhancing means as compared with the pressure amplifying means of FIG. 5, the double-acting piston principle can be used in the amplifier. When retracting the piston of FIG. 5, the pressure enhancing means becomes inactive from the point of view of increasing pressure. When using a double-acting piston to increase the pressure, both direct and reverse movement of the reciprocating motion of the piston can be used, thereby completely eliminating inactive periods and again increasing the speed / volumetric flow rate of the pressure enhancing means, which reduces the time for expanding the annular partition. Since, as mentioned above, systems with a double-acting piston require the use of additional technical means, these systems are usually less reliable, so the choice between a double-acting or single-acting piston is a compromise between speed and reliability.
Средство усиления давления, содержащее поршень двустороннего действия, может дополнительно содержать первый и второй управляющий распределитель 67а, 67b для управления жидкостным соединением между первым и вторым концами 65а, 65b первого цилиндра, клапан 71 управления направлением текучей среды, а также первый и второй каналы 13а, 13b избытка текучей среды, обеспечивающие жидкостное соединение от средства усиления давления к стволу 100 скважины. Как и в случае средства усиления давления с фиг. 5, управление текучим средством, поступающим в первый цилиндр, обеспечивается управляющим распределителем. Однако при использовании поршня двустороннего действия можно повышать давление на обеих сторонах поршня, поэтому могут потребоваться два управляющих распределителя, при этом дополнительный клапан управления направлением текучей среды определяет, будет ли расширяющая текучая среда направлена с входа 11 на первый или на второй управляющий распределитель 67а, 67b. Первый управляющий распределитель 67а имеет два положения, из которых первое положение обеспечивает жидкостное соединение между первым концом 65а первого цилиндра и клапаном 71 направления текучей среды для подачи расширяющей текучей среды F1 в первый конец 65а цилиндра при повышении давлении на втором конце цилиндра, при этом второе его положение обеспечивает жидкостное соединение между первым цилиндром и первым каналом 13а избытка текучей среды; второй управляющий распределитель имеет два положения аналогичным образом. Кроме того, средство усиления давления, содержащее поршень двустороннего действия, может содержать клапан 71 управления направлением текучей среды, который в этом случае управляется первым и вторым управляющими устройствами 68а, 68b, из которых первое управляющее устройство 68а определяет, когда поршень 60 достигает положения упора на первом конце 65а первого цилиндра, а второе управляющее устройство определяет, когда поршень 60 достигает положения упора на втором конце 65b первого цилиндра, причем по достижении поршнем положения упора происходит смена направления текучей среды с одного управляющего распределителя на другой посредством клапана 71 управления направлением текучей среды, с включением при этом первого или второго управляющего устройства 68а, 68b. В обеих линиях предусмотрены также первый и второй обратные клапаны 63а, 63b, 69а, 69b, обеспечивающие давление на каждой стороне поршня 60 двустороннего действия, с теми же функциями, как в усилителе давления с фиг. 5.The pressure enhancing means comprising a double-acting piston may further comprise a first and
В некоторых вариантах осуществления изобретения (не показаны), средство усиления давления может содержать сжатый газ, который может выпускаться в кольцевую перегородку путем разблокировки расширяющей текучей средой клапана управления газом.In some embodiments of the invention (not shown), the pressure enhancing means may comprise compressed gas, which may be discharged into the annular partition by releasing the gas control valve by the expanding fluid.
На фиг. 7 изображена кольцевая перегородка, содержащая последовательно установленные первое и второе средство 10с, 10d усиления давления, из которых первое средство 10с усиления давления содержит первый вход 11а и первый выход 12с, причем первый вход 11а имеет жидкостное соединение с отверстием 9 расширения, а второе средство 10d усиления давления содержит второй вход 11d и второй выход 12d, причем второй выход 12d имеет жидкостное соединение с пространством 30 кольцевой перегородки. Как показано, кольцевая перегородка дополнительно содержит установленное последовательно промежуточное средство 10f усиления давления, которое имеет промежуточный вход 11f, имеющий жидкостное соединение с первым выходом 12с, и промежуточный выход 12f, имеющий жидкостное соединение со вторым входом 11d.In FIG. 7 shows an annular baffle comprising successively installed first and second
За счет последовательной установки средств усиления давления достигается возможность получения более высокого давления текучей среды F2 повышенного давления, которая используется для расширения расширяемой манжеты.By sequentially installing pressure enhancing means, it is possible to obtain a higher pressure of the increased pressure fluid F2, which is used to expand the expandable cuff.
На фиг. 8 изображены две кольцевые перегородки, герметизирующие секцию 600 контроля притока в скважинной среде.In FIG. 8 depicts two annular partitions sealing the
Система с использованием кольцевых перегородок согласно изобретению содержит трубчатую скважинную конструкцию и по меньшей мере одну кольцевую перегородку, установленную в качестве части трубчатой конструкции. Как часть трубчатой скважинной конструкции в процессе оборудования скважины устанавливается множество кольцевых перегородок, например, для крепления трубчатой конструкции в стволе скважины и обеспечения изоляции зоны. Другие кольцевые перегородки могут устанавливаться для герметизации специальных пространств в стволе скважины, например, зоны 600 контроля притока, как показано на фиг. 8.A system using annular partitions according to the invention comprises a tubular borehole structure and at least one annular partition installed as part of the tubular structure. As part of the tubular borehole structure, a plurality of annular partitions are installed in the well equipment process, for example, for securing the tubular structure in the borehole and providing zone isolation. Other annular partitions may be installed to seal special spaces in the wellbore, for example, the
Предлагается способ размещения кольцевой перегородки 1 в затрубном пространстве, который содержит следующие этапы: соединение кольцевой перегородки с трубчатой скважинной конструкцией 300, затем размещение нерасширенной трубчатой перегородки в заданное местоположение в скважине. Когда перегородка установлена в нужное положение, можно увеличить давление расширяющей текучей среды в трубчатой части, принуждая тем самым текучую среду поступать в отверстие расширения. При поступлении расширяющей текучей среды в отверстие 9 для расширения и затем в усилитель 10 давления, усилитель давления обеспечивает увеличение давления в пространстве 30 кольцевой перегородки, вызывая тем самым расширение расширяемой манжеты.A method for placing the
Кроме того, предлагается способ использования кольцевых перегородок в затрубном пространстве для герметизации секции контроля притока, который содержит следующие этапы: соединение двух перегородок с другими частями трубчатой скважинной конструкции и между ними с секцией 600 контроля притока, затем размещение двух кольцевых перегородок и секции контроля притока в заданном местоположении в скважине. Когда две перегородки и секция контроля притока установлены в нужное местоположение, в трубчатой части создают повышенное давление расширяющим текучим средством, и кольцевые перегородки расширяются за счет расширяющей текучей среды F2 с повышенным давлением изнутри трубчатой части с помощью средств усиления давления, что обеспечивает изоляцию зоны между первой зоной 102 и второй зоной 103 ствола скважины. Теперь в первой зоне имеется первое давление текучей среды, а во второй зоне - второе давление текучей среды, причем давление трубчатой части можно остановить и может быть активирована секция контроля притока, чтобы начать выпуск текучей среды в трубчатую скважинную конструкцию.In addition, a method is proposed for using annular partitions in the annulus to seal the inflow control section, which comprises the following steps: connecting the two partitions to other parts of the tubular borehole structure and between them to the
Текучая среда повышенного давления, используемая для расширения кольцевой перегородки, может либо доводиться до повышенного давления сверху ствола скважины 100 и подаваться через трубчатую скважинную конструкцию 300, либо доводиться до повышенного давления в локально герметизированной зоне в трубчатой скважинной конструкции. Расширяющая текучая среда подается до тех пор, пока расширяемая манжета 3 не упрется во внутреннюю стенку 200 ствола скважины, как показано на фиг. 4. После того, как кольцевая перегородка была расширена с помощью текучей среды повышенного давления и уперлась во внутреннюю стенку 200 ствола скважины, кольцевая перегородка обеспечивает герметичное уплотнение между первой зоной 102 и второй зоной 103 ствола скважины. При этом первая зона 102 находится с одной стороны кольцевой перегородки 1, а вторая зона 103 - с другой стороны кольцевой перегородки 1.The pressurized fluid used to expand the annular septum can either be pressurized at the top of the
Когда расширяемая манжета 3 кольцевой перегородки 1 расширена, диаметра манжеты увеличен относительно исходного значения в нерасширенном состоянии. Расширяемая манжета 3 имеет наружный диаметр D и может при расширении иметь диаметр, который по меньшей мере на 10%, предпочтительно по меньшей мере на 15%, еще более предпочтительно по меньшей мере на 30% превышает диаметр нерасширенной манжеты.When the
При этом расширяемая манжета 3 имеет толщину стенки t меньше длины L расширяемой манжеты; предпочтительно, чтобы толщина составляла менее 25%, более предпочтительно менее 15%, еще более предпочтительно менее 10% длины.In this case, the
Расширяемая манжета 3 кольцевой перегородки может быть изготовлена из металла, полимеров, эластомера, силикона или натуральной или синтетической резины.The
Для увеличения толщины манжеты 3 может использоваться дополнительный материал (не показан), наносимый на расширяемую манжету, например, привариваемый к ее наружной поверхности.To increase the thickness of the
В еще одном варианте осуществления изобретения толщина манжеты 3 увеличивается путем закрепления на манжете кольцеобразной части (не показана).In yet another embodiment, the thickness of the
В другом варианте осуществления изобретения увеличение толщины манжеты 3 достигается за счет того, что используется манжета 3 с изменяющейся толщиной (не показана). Для получения манжеты с изменяющейся толщиной могут использоваться такие технологии как прокатка, экструзионное прессования или литье под давлением.In another embodiment of the invention, an increase in the thickness of the
Для расширения кольцевой перегородки можно использовать расширяющий инструмент, который может содержать изолирующее устройство для изоляции первой секции снаружи прохода или клапан между наружной стенкой инструмента и внутренней стенкой трубчатой скважинной конструкции. Текучую среду повышенного давления получают путем увеличения давления текучей среды в изолирующем устройстве. Если секция трубчатой скважинной конструкции снаружи прохода трубчатой части изолирована, то нет необходимости повышать давление текучей среды во всей трубчатой конструкции, точно так же, как нет нужды в дополнительной заглушке, используемой в технических решениях, которые известны из уровня техники. Когда текучая среда закачана в пространство кольцевой перегородки, проход или клапан закрывают.To expand the annular partition, an expanding tool may be used, which may include an insulating device to isolate the first section from the outside of the passage or a valve between the outer wall of the tool and the inner wall of the tubular borehole structure. A pressurized fluid is obtained by increasing the pressure of the fluid in an insulating device. If the section of the tubular borehole structure is insulated outside the passage of the tubular part, then there is no need to increase the fluid pressure in the entire tubular structure, just as there is no need for an additional plug used in technical solutions known from the prior art. When fluid is pumped into the annulus space, the passage or valve is closed.
Указанный инструмент может использоваться также для расширения расширяемой манжеты 3 кольцевой перегородки 1 или двух кольцевых перегородок одновременно. Инструмент с колтюбингом может повышать давление текучей среды в трубчатой скважинной конструкции без необходимости изолирования секции трубчатой конструкции. Однако такой инструмент может потребовать закупоривания трубчатой скважинной конструкции ниже по стволу скважины от указанных двух кольцевых перегородок или перегородок 1, предназначенных для ввода в действие. Для расширения манжеты в системе с использованием кольцевых перегородок согласно изобретению может также использоваться буровая труба или спускаемый на тросе инструмент.The specified tool can also be used to expand the
В одном варианте осуществления изобретения инструмент включает в себя резервуар, содержащий текучую среду повышенного давления, например, когда текучая среда, используемая для расширения манжеты 3, представляет собой цемент, газ или двухкомпонентный компаунд.In one embodiment, the tool includes a reservoir containing pressurized fluid, for example, when the fluid used to expand the
Трубчатая скважинная конструкция может представлять собой эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, обсадную колонну или подобный трубопровод в скважине или в стволе скважины. Кольцевая перегородка 1 может использоваться между внутренней насосно-компрессорной колонной и наружной трубой в стволе скважины или между трубой и внутренней стенкой ствола скважины. В скважине могут находиться несколько видов труб, и предлагаемая кольцевая перегородка 1 может устанавливаться для использования со всеми видами труб.The tubular borehole structure may be a production tubing, casing or similar pipe in the well or in the wellbore. An
В качестве клапана возможно применение любого клапана регулировки расход, например, это может быть шаровой клапан, клапан с поворотной заслонкой, дроссельный клапан, запорный или невозвратный клапан, мембранный клапан, отсечной клапан, клапан с задвижкой, запорно-регулирующий клапан, клапан ножевого типа, игольчатый клапан, поршневой клапан, шланговый пережимной клапан, пробковый клапан.As a valve, any flow control valve can be used, for example, it can be a ball valve, a butterfly valve, a butterfly valve, a shut-off or non-return valve, a diaphragm valve, a shut-off valve, a valve with a shutter, a shut-off and control valve, a knife-type valve, needle valve, piston valve, hose pinch valve, cork valve.
Расширяемая трубчатая манжета 3 может иметь холоднокатаную и горячекатаную трубчатую конструкцию. Манжета может быть бесшовной или сварной.The expandable
Расширяемая трубчатая металлическая манжета 3 можно изготовить экструдированием, литьем под давлением или прокаткой, например горячей прокаткой, холодной прокаткой, гибкой и т.д., и затем сварена.The expandable
В качестве текучей среды, используемой для расширения расширяемой манжеты 3, может использоваться любого рода текучая среда, присутствующая в стволе скважины, окружающей инструмент и/или трубчатую скважинную конструкцию. В качестве текучей среды возможны также цемент, газ, вода, полимеры или двухкомпонентный компаунд, например, порошок или частицы, смешиваемые или вступающие в реакцию со связующим или отверждающим агентом. Часть текучей среды, например, отверждающий агент может быть помещена в пространство кольцевой перегородки перед вводом в это пространство еще одной текучей среды.As the fluid used to expand the
Выше приведено описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения, и специалисту в данной области будет очевидна возможность различных изменений и модификация изобретения в пределах объема притязаний, определяемых прилагаемой формулой изобретения.The above is a description of preferred embodiments of the invention, and the person skilled in the art will appreciate the possibility of various changes and modifications of the invention within the scope of the claims defined by the attached claims.
Claims (15)
- трубчатую часть (2), предназначенную для установки в качестве части трубчатой конструкции скважинной конструкции (300) и имеющую отверстие (9) расширения;
- расширяемую манжету (3), окружающую указанную трубчатую часть, причем каждый конец (31, 32) расширяемой манжеты соединен с трубчатой частью; и
- пространство (30) кольцевой перегородки между трубчатой частью (2) и расширяемой манжетой (3),
причем кольцевая перегородка дополнительно содержит средство (10) усиления давления, снабженное входом (11) на первом конце (10a), имеющим жидкостное соединение с отверстием (9) расширения, и выходом (12) на втором конце (10b), имеющим жидкостное соединение с пространством кольцевой перегородки, причем средство (10) усиления давления содержит поршень (60), имеющий первый конец (601) и второй конец (602) и установленный с возможностью скольжения в корпусе (61) поршня, причем корпус поршня содержит первый цилиндр (65), имеющий первый внутренний диаметр, который соответствует наружному диаметру первого конца поршня и имеет площадь (A1) поверхности первого конца, и второй цилиндр (66), имеющий второй диаметр, который соответствует наружному диаметру второго конца поршня и имеет площадь (A2) поверхности второго конца, причем площадь (A1) поверхности первого конца больше площади (A2) поверхности второго конца,
отличающаяся тем, что средство (10) усиления давления дополнительно содержит канал (75) подачи текучей среды, имеющий жидкостное соединение с указанным входом и отверстием расширения для пропускания текучей среды во второй цилиндр (66), причем средство усиления давления дополнительно содержит первый односторонний обратный клапан (69), размещенный в канале (75) подачи текучей среды для предотвращения выхода текучей среды из второго цилиндра (66) при сжатии текучей среды поршнем (60) и для пропускания текучей среды во второй цилиндр (66) при уменьшении сжатия текучей среды посредством поршня (60).1. An annular partition (1), expandable in the annulus (101) between the tubular borehole structure (300) and the inner wall (4) of the wellbore (100) to provide isolation of the zone between the first zone (102) and the second zone (103) of the wellbore wells containing:
- a tubular part (2) intended to be installed as part of the tubular structure of the borehole structure (300) and having an opening (9) of expansion;
- expandable cuff (3) surrounding the specified tubular part, with each end (31, 32) of the expandable cuff connected to the tubular part; and
- the space (30) of the annular partition between the tubular part (2) and the expandable cuff (3),
moreover, the annular partition further comprises a pressure enhancing means (10) provided with an inlet (11) at the first end (10a) having a fluid connection to the expansion hole (9) and an outlet (12) at the second end (10b) having a fluid connection with the space of the annular partition, and the means (10) for enhancing the pressure comprises a piston (60) having a first end (601) and a second end (602) and mounted for sliding in the piston housing (61), the piston housing comprising a first cylinder (65) having a first inner diameter which with corresponds to the outer diameter of the first end of the piston and has an area (A1) of the surface of the first end, and a second cylinder (66) having a second diameter that corresponds to the outer diameter of the second end of the piston and has an area (A2) of the surface of the second end, and the area (A1) of the surface the first end is larger than the area (A2) of the surface of the second end,
characterized in that the pressure enhancing means (10) further comprises a fluid supply channel (75) having a fluid connection with said inlet and an expansion hole for passing fluid into the second cylinder (66), wherein the pressure enhancing means further comprises a first one-way check valve (69) located in the fluid supply path (75) to prevent fluid from escaping from the second cylinder (66) while compressing the fluid with the piston (60) and to allow the fluid to pass into the second cylinder (66) while decreasing and compressing the fluid through the piston (60).
- трубчатую скважинную конструкцию (300) и
- по меньшей мере одну кольцевую перегородку (1) по любому из пп. 1-12, установленную как часть указанной трубчатой скважинной конструкции.13. The system (500) using annular partitions, containing:
a tubular borehole structure (300) and
- at least one annular partition (1) according to any one of paragraphs. 1-12, installed as part of the specified tubular downhole structure.
- соединяют кольцевую перегородку с трубчатой скважинной конструкцией (300),
- размещают нерасширенную кольцевую перегородку в заданном местоположении в скважине,
- повышают давление текучей среды внутри трубчатой части,
- усиливают давление в пространстве (30) кольцевой перегородки с помощью средства усиления давления и
- расширяют расширяемую манжету.14. The method of placing the annular partition (1) according to any one of paragraphs. 1-12 in the annulus containing the following steps:
- connect the annular partition with a tubular borehole structure (300),
- place the unexpanded annular partition at a given location in the well,
- increase the pressure of the fluid inside the tubular part,
- increase the pressure in the space (30) of the annular septum using means of pressure amplification and
- expand the expandable cuff.
- соединяют две кольцевые перегородки с трубчатой скважинной конструкцией (300) и между ними с секцией (600) контроля притока,
- размещают две кольцевые перегородки и секцию контроля притока в заданном местоположении скважины,
- повышают давление в трубчатой части (2) и расширяют кольцевые перегородки посредством текучей среды повышенного давления изнутри трубчатой части для обеспечения изоляции зоны между первой зоной (102) и второй зоной (103) ствола скважины, причем первая зона имеет первое давление текучей среды, а вторая зона имеет второе давление текучей среды,
- прекращают повышать давление в трубчатой части и
- активируют секцию контроля притока, чтобы начать выпуск текучей среды в трубчатую скважинную конструкцию. 15. The method of using the annular partitions according to claim 1 in the annulus to seal the inflow control section, comprising the following steps:
- connect two annular partitions with a tubular borehole structure (300) and between them with the inflow control section (600),
- place two annular partitions and an inflow control section at a predetermined location of the well,
- increase the pressure in the tubular part (2) and expand the annular partitions by means of high pressure fluid from the inside of the tubular part to ensure isolation of the zone between the first zone (102) and the second zone (103) of the wellbore, the first zone having a first fluid pressure, and the second zone has a second fluid pressure,
- stop increasing the pressure in the tubular part and
- activate the inflow control section to start the release of fluid into the tubular borehole structure.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP11179545.6 | 2011-08-31 | ||
| EP11179545A EP2565368A1 (en) | 2011-08-31 | 2011-08-31 | Annular barrier with pressure amplification |
| PCT/EP2012/066870 WO2013030283A1 (en) | 2011-08-31 | 2012-08-30 | Annular barrier with pressure amplification |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014109418A RU2014109418A (en) | 2015-10-10 |
| RU2597418C2 true RU2597418C2 (en) | 2016-09-10 |
Family
ID=46801478
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014109418/03A RU2597418C2 (en) | 2011-08-31 | 2012-08-30 | Annular partition with pressure increase |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9725980B2 (en) |
| EP (2) | EP2565368A1 (en) |
| CN (1) | CN103732850B (en) |
| AU (1) | AU2012300924B2 (en) |
| BR (1) | BR112014002957B1 (en) |
| CA (1) | CA2845490C (en) |
| DK (1) | DK2751382T3 (en) |
| MX (1) | MX348725B (en) |
| MY (1) | MY181006A (en) |
| RU (1) | RU2597418C2 (en) |
| WO (1) | WO2013030283A1 (en) |
Families Citing this family (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2565368A1 (en) * | 2011-08-31 | 2013-03-06 | Welltec A/S | Annular barrier with pressure amplification |
| GB2511503B (en) * | 2013-03-04 | 2019-10-16 | Morphpackers Ltd | Expandable sleeve with pressure balancing and check valve |
| GB2517202B (en) * | 2013-08-16 | 2020-03-18 | Morphpackers Ltd | Improved filling mechanism for a morphable sleeve |
| EP2853681A1 (en) * | 2013-09-30 | 2015-04-01 | Welltec A/S | A thermally expanded annular barrier |
| GB201320104D0 (en) * | 2013-11-14 | 2014-01-01 | Smjm Ltd | An improved support device for use in a wellbore and a method for deploying a barrier in a wellbore |
| EP2876252A1 (en) * | 2013-11-25 | 2015-05-27 | Welltec A/S | Annular barrier with an anti-collapsing unit |
| EP2990593A1 (en) | 2014-08-27 | 2016-03-02 | Welltec A/S | Downhole wireless transfer system |
| GB201417556D0 (en) * | 2014-10-03 | 2014-11-19 | Meta Downhole Ltd | Improvements in or relating to morphing tubulars |
| GB201417671D0 (en) * | 2014-10-07 | 2014-11-19 | Meta Downhole Ltd | Improved isolation barrier |
| EP3020912A1 (en) * | 2014-11-12 | 2016-05-18 | Welltec A/S | Annular barrier with closing mechanism |
| FR3038931B1 (en) * | 2015-07-15 | 2017-08-25 | Saltel Ind | DEVICE FOR PROTECTING A DEGRADABLE PION FOR AN ANNULAR BARRIER ISOLATION SYSTEM |
| CN106481302A (en) * | 2015-09-02 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of method setting oil-separating layer and special from boost controller |
| EP3153656A1 (en) * | 2015-10-06 | 2017-04-12 | Welltec A/S | Downhole flow device |
| CA3010423A1 (en) * | 2016-01-26 | 2017-08-03 | Welltec A/S | Annular barrier and downhole system for low pressure zone |
| EP3263829A1 (en) * | 2016-06-28 | 2018-01-03 | Welltec A/S | Downhole drilling system |
| EP3266977A1 (en) * | 2016-07-07 | 2018-01-10 | Welltec A/S | Annular barrier with shunt tube |
| GB2553827A (en) * | 2016-09-16 | 2018-03-21 | Morphpackers Ltd | Improved packer |
| EP3327246A1 (en) * | 2016-11-25 | 2018-05-30 | Welltec A/S | Annular barrier with expansion verification |
| NO343491B1 (en) * | 2017-04-07 | 2019-03-25 | Interwell Norway As | Anchor device and casing plug assembly |
| EP3543460B1 (en) * | 2018-03-19 | 2021-03-10 | Caterpillar Global Mining Europe GmbH | Hydraulic shield support system and pressure intensifier |
| EP3833849B1 (en) * | 2018-08-06 | 2022-10-12 | Welltec Oilfield Solutions AG | An annular barrier system |
| US11802455B2 (en) * | 2019-01-23 | 2023-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable metal packer with anchoring system |
| EP3690183A1 (en) * | 2019-01-31 | 2020-08-05 | Welltec Oilfield Solutions AG | Annular barrier with valve system |
| US11572758B2 (en) | 2020-09-30 | 2023-02-07 | Welltec Oilfield Solutions Ag | Annular barrier with pressure-intensifying unit |
| EP3978722A1 (en) * | 2020-09-30 | 2022-04-06 | Welltec Oilfield Solutions AG | Annular barrier with pressure-intensifying unit |
| EP3981947A1 (en) * | 2020-10-06 | 2022-04-13 | Welltec Oilfield Solutions AG | Plug and abandonment system |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1113514A1 (en) * | 1982-06-29 | 1984-09-15 | Всесоюзный Ордена Трудового Красного Знамени Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Hydraulic packer |
| RU2100568C1 (en) * | 1991-04-06 | 1997-12-27 | Йоханнес Зварт Клас | Device for oil and gas wells applicable in their sealing (versions) |
| RU2101463C1 (en) * | 1996-02-06 | 1998-01-10 | Май Павлович Снежко | Packer-type device for selective testing of beds |
| US20070056749A1 (en) * | 2005-09-14 | 2007-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic Inflatable Sealing Device |
| RU65561U1 (en) * | 2007-03-15 | 2007-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKING DEVICE FOR SELECTIVE TESTING OF LAYERS |
| RU2409736C1 (en) * | 2009-09-21 | 2011-01-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Packer |
Family Cites Families (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2786535A (en) * | 1954-12-21 | 1957-03-26 | Exxon Research Engineering Co | Subsurface blowout preventer |
| US3503445A (en) * | 1968-04-16 | 1970-03-31 | Exxon Production Research Co | Well control during drilling operations |
| US3850240A (en) * | 1972-06-14 | 1974-11-26 | Lynes Inc | Tool for running on a drill string in a well bore |
| US4299397A (en) * | 1979-06-15 | 1981-11-10 | Halliburton Services | Inflatable packer assembly with control valve |
| US4474380A (en) * | 1982-10-08 | 1984-10-02 | Halliburton Company | Inflatable packer assembly with control valve |
| US4527625A (en) * | 1982-11-15 | 1985-07-09 | Completion Tool Company | Packer valve arrangement |
| US4586526A (en) * | 1983-11-18 | 1986-05-06 | N. J. McAllister Petroleum Industries, Inc. | Arrangement for controlling communication between a tubular member and an inflatable element supported on the tubular member in a well bore |
| US4577696A (en) * | 1984-04-05 | 1986-03-25 | Completion Tool Company | Sequential inflatable packer |
| US4653588A (en) * | 1985-10-10 | 1987-03-31 | N. J. McAllister Petroleum Industries, Inc. | Valve apparatus for controlling communication between the interior of a tubular member and an inflatable element in a well bore |
| US4655292A (en) * | 1986-07-16 | 1987-04-07 | Baker Oil Tools, Inc. | Steam injection packer actuator and method |
| US4962812A (en) * | 1989-12-11 | 1990-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Valving system for inflatable packers |
| US5271469A (en) * | 1992-04-08 | 1993-12-21 | Ctc International | Borehole stressed packer inflation system |
| US5473939A (en) * | 1992-06-19 | 1995-12-12 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for pressure, volume, and temperature measurement and characterization of subsurface formations |
| US5400855A (en) * | 1993-01-27 | 1995-03-28 | Halliburton Company | Casing inflation packer |
| GB2296273B (en) * | 1994-12-22 | 1997-03-19 | Sofitech Nv | Inflatable packers |
| US5897095A (en) * | 1996-08-08 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface safety valve actuation pressure amplifier |
| NO308424B1 (en) * | 1998-12-10 | 2000-09-11 | Reslink As | Device for tools for setting a radially expandable gasket |
| US6651749B1 (en) * | 2000-03-30 | 2003-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool actuators and method |
| US20030075342A1 (en) | 2000-04-26 | 2003-04-24 | Bengt Gunnarsson | Packer, setting tool for a packer and method for setting a packer |
| US7252162B2 (en) | 2001-12-03 | 2007-08-07 | Shell Oil Company | Method and device for injecting a fluid into a formation |
| US20050217869A1 (en) * | 2002-04-05 | 2005-10-06 | Baker Hughes Incorporated | High pressure expandable packer |
| GB2413139B (en) * | 2002-12-26 | 2006-01-18 | Baker Hughes Inc | Alternative packer setting method |
| US7191844B2 (en) * | 2004-01-09 | 2007-03-20 | Schlumberger Technology Corp. | Inflate control system for inflatable straddle stimulation tool |
| US20060042801A1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Hackworth Matthew R | Isolation device and method |
| US20090283279A1 (en) * | 2005-04-25 | 2009-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation system |
| US20070012444A1 (en) * | 2005-07-12 | 2007-01-18 | John Horgan | Apparatus and method for reducing water production from a hydrocarbon producing well |
| US7422058B2 (en) * | 2005-07-22 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Reinforced open-hole zonal isolation packer and method of use |
| CN2900771Y (en) * | 2006-05-11 | 2007-05-16 | 铁岭中油机械设备制造有限公司 | Expansion type oil well packer |
| WO2008060297A2 (en) * | 2006-11-15 | 2008-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool including swellable material and integrated fluid for initiating swelling |
| ES2464457T3 (en) * | 2009-01-12 | 2014-06-02 | Welltec A/S | Annular barrier and annular barrier system |
| US8960312B2 (en) * | 2010-06-30 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigating leaks in production tubulars |
| GB201012175D0 (en) * | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
| EP2565368A1 (en) * | 2011-08-31 | 2013-03-06 | Welltec A/S | Annular barrier with pressure amplification |
-
2011
- 2011-08-31 EP EP11179545A patent/EP2565368A1/en not_active Withdrawn
-
2012
- 2012-08-30 BR BR112014002957-1A patent/BR112014002957B1/en active IP Right Grant
- 2012-08-30 EP EP12756159.5A patent/EP2751382B1/en active Active
- 2012-08-30 RU RU2014109418/03A patent/RU2597418C2/en active
- 2012-08-30 DK DK12756159.5T patent/DK2751382T3/en active
- 2012-08-30 MX MX2014001743A patent/MX348725B/en active IP Right Grant
- 2012-08-30 CA CA2845490A patent/CA2845490C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-08-30 CN CN201280039694.9A patent/CN103732850B/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-08-30 WO PCT/EP2012/066870 patent/WO2013030283A1/en active Application Filing
- 2012-08-30 MY MYPI2014000376A patent/MY181006A/en unknown
- 2012-08-30 AU AU2012300924A patent/AU2012300924B2/en active Active
- 2012-08-30 US US14/238,239 patent/US9725980B2/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1113514A1 (en) * | 1982-06-29 | 1984-09-15 | Всесоюзный Ордена Трудового Красного Знамени Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Hydraulic packer |
| RU2100568C1 (en) * | 1991-04-06 | 1997-12-27 | Йоханнес Зварт Клас | Device for oil and gas wells applicable in their sealing (versions) |
| RU2101463C1 (en) * | 1996-02-06 | 1998-01-10 | Май Павлович Снежко | Packer-type device for selective testing of beds |
| US20070056749A1 (en) * | 2005-09-14 | 2007-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic Inflatable Sealing Device |
| RU65561U1 (en) * | 2007-03-15 | 2007-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKING DEVICE FOR SELECTIVE TESTING OF LAYERS |
| RU2409736C1 (en) * | 2009-09-21 | 2011-01-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Packer |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DK2751382T3 (en) | 2017-10-30 |
| BR112014002957B1 (en) | 2021-03-16 |
| MY181006A (en) | 2020-12-15 |
| AU2012300924B2 (en) | 2015-09-17 |
| CN103732850B (en) | 2016-08-17 |
| EP2565368A1 (en) | 2013-03-06 |
| CN103732850A (en) | 2014-04-16 |
| MX2014001743A (en) | 2014-03-31 |
| AU2012300924A1 (en) | 2014-04-03 |
| US20140216755A1 (en) | 2014-08-07 |
| MX348725B (en) | 2017-06-27 |
| BR112014002957A2 (en) | 2017-03-01 |
| CA2845490A1 (en) | 2013-07-03 |
| RU2014109418A (en) | 2015-10-10 |
| CA2845490C (en) | 2019-07-02 |
| EP2751382B1 (en) | 2017-07-26 |
| WO2013030283A1 (en) | 2013-03-07 |
| US9725980B2 (en) | 2017-08-08 |
| EP2751382A1 (en) | 2014-07-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2597418C2 (en) | Annular partition with pressure increase | |
| AU2012307454B2 (en) | Annular barrier with axial force mechanism | |
| AU2016256576B2 (en) | Annular barrier with expansion unit | |
| US9988886B2 (en) | Gas lift valve with mixed bellows and floating constant volume fluid chamber | |
| BR112019025126B1 (en) | DOWNHOLE PATCH LAYING TOOL, DOWNWELL COMPLETION SYSTEM, AND PATCH LAYING METHOD | |
| US20160194933A1 (en) | Improved Isolation Barrier | |
| EP3074590B1 (en) | Annular barrier with an anti-collapsing unit | |
| RU2016100242A (en) | Borehole Pumping Unit and Borehole System | |
| CN103732851A (en) | Annular barrier with compensation device | |
| CA2856169A1 (en) | Annular barrier system with flow lines | |
| RU2513608C1 (en) | Controlled bypass valve | |
| US20070107790A1 (en) | Control system for hydraulic cylinder, plug with a hydraulic cylinder and methods for setting and releasing a plug | |
| CN116157584A (en) | Annular barrier with pressurizing unit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20190312 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |